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国家电投首个综合智慧零碳电厂正式启动试运行 12月29日，国家电投首个接受电网调度的综合智慧零碳电厂——国家电投苏州综合智慧零碳电厂、国网苏州供电公司虚拟电厂控制中心经过近2个月的积极筹备，正式启动试运行，标志着国家电投“雪炭行动”在江苏迈出了重要一步。 国家电投苏州综合智慧零碳电厂是国家电投与国家电网合力推动战略协议在江苏落地生根、开花结果的具体行动。该项目根据苏州高比例区外来电受端电网的特点，运用虚拟电厂技术，构建可调资源池，提升系统稳定和调节能力，实现区域大电网安全保供。项目积极探索参与电力现货市场、辅助服务市场、绿电等交易模式，率先构建可调资源市场化运营路径，在推动新型电力系统体系建设方面具有示范意义。 该项目的建成实现了零碳电厂开发五个方面的首次突破。一是首个户用储能、绿电交通、蓄冷/蓄热、供冷/供热、V2G充放电等不少于2个项目场景接入智慧系统。二是首个智慧系统接入电网调度平台并按照电网指令调节出力的“综合智慧零碳电厂”。三是首个工商业、楼宇、中央空调等多种可调节负荷接入智慧系统，并参与电网需求响应和辅助服务的“综合智慧零碳电厂”。四是首个引入集团以外企业投资建设项目或平台，并接入智慧系统的“综合智慧零碳电厂”。五是首个与电网公司合作共建的项目。 该项目首期试运行共聚合49个站点资源，其中包括分布式光伏站点31个，储能6个（户用2个、商业楼宇3个、分布式1个），产业园2个，码头1个，大用户9家，聚合资源包含分布式光伏、分布式储能、户用储能、商业楼宇储能、充电桩、码头等元素。项目全部建成后，聚合负荷容量将超过2100兆瓦，顶峰能力约1100兆瓦，调峰能力约1300兆瓦，相当于180万千瓦常规煤电机组提供的保障能力，年生产绿电约2.8亿千瓦时、减少标煤消耗8.5万吨、减排二氧化碳24万吨。

《中国电力技术经济发展研究报告2022》 近日，电力规划设计总院联合水电水利规划设计总院在北京共同发布《中国电力技术经济发展研究报告2022》（以下简称《报告2022》）。 《报告2022》包括宏观发展、电力价格、经济分析、电力造价等4篇共22章内容，介绍了我国宏观经济、电力发展及投资、电力行业主体资质等情况。相比于往年报告，《报告2022》进一步结合“双碳”目标及新型电力系统建设的新形势新任务，加强了对国际电价、代理购电、火电经济性、海上风电、储能商业模式等电力经济领域重点问题的分析，并探讨了电力市场发展情况及相关影响。 电力行业平稳健康发展 我国电力需求平稳增长。2021年和2022年前三季度全社会用电量同比分别增长10.4%和4.0%。在稳经济政策逐步落地以及持续极端高温天气等因素影响下，2022年第三季度国内用电量增速环比明显回升。 我国电力投资稳步增长。2021年电源工程和电网工程分别完成建设投资5530亿元和4951亿元，同比分别增长4.5%和1.1%。2022年上半年电源工程和电网工程完成建设投资同比分别增长14.0%和9.9%。 我国电源结构持续优化。2021年国内发电装机容量达到23.8亿千瓦，同比增长7.8%，其中风电、光伏装机同比分别增长16.6%和20.7%。截至2022年6月，非化石能源发电装机容量达到11.8亿千瓦，同比增长14.8%。 我国电网输电能力持续加强。截至2021年底，我国220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别达到84.3万千米和49.4亿千伏安，同比分别增长3.8%和5%，保障了电力稳定供应，促进了清洁能源外送消纳。 我国储能项目建设发展迅速。截至2021年底，我国已投运储能总装机达4610万千瓦，占全球22%，同比增长29.6%。其中抽水蓄能和新型储能装机占比分别达86.3%和12.5%。2021年我国新型储能新增装机规模突破200万千瓦，其中锂离子电池储能的增速最快。 电力市场快速发展 为实现能源绿色转型和经济高效发展的有机统一，国家加快推进电力市场建设，明确健全多层次统一电力市场体系的总体目标和发展思路。目前，国内基本形成以中长期交易为“压舱石”、辅助服务市场为“调节器”、现货试点为“试验田”的电力市场格局。 电力中长期市场是电量市场化交易的主体部分。我国电力中长期市场交易机制日趋完善，交易周期不断缩短，交易品种不断丰富，市场化交易规模不断扩大，2021年中长期交易电量占全社会用电量的45.5%。电力现货市场是发现电力价格、激励需求响应的核心环节，目前我国共有2批14个现货市场试点地区。《报告2022》从市场模式、报价方式、定价机制、市场衔接等方面对各试点地区的现货市场发展情况进行了全面梳理和对比。辅助服务市场是电力系统灵活性的内在需求，报告对国内现有辅助服务市场中的市场化机制和政策补偿机制进行了梳理。 此外，《报告2022》对“十四五”期间电力市场体系进行了展望，探讨了迫切需要解决的问题。 电力经济领域新课题不断 2021年以来国际能源价格的快速上升带动国际电价水平大幅上涨。《报告2022》对近年来国际能源和国外典型电力市场的价格走势进行了研究分析，得到以下启示：一是立足以煤为主的国情，先立后破保障我国能源安全；二是建立健全市场机制，发挥市场引导作用；三是加强政府监管，引导价格处于合理水平。 代理购电能够发挥市场的资源配置作用，推动我国电力市场的改革进程。《报告2022》从用户范围、电量匹配、价格构成、政策协同等方面对国内代理购电政策和执行情况进行了全面梳理，提出了以下建议：明确优先发电与保障性用户匹配顺序，保障居民、农业用户价格稳定；规范代理购电价格制定及分摊方法。 在清洁能源大规模建设的背景下，火电机组大量承担应急备用和调峰任务，利用小时数不断下降，其经济性问题应该得到持续关注。《报告2022》对容量成本补偿机制的必要性和实施方式进行了研究探讨，提出相关建议。 海上风电设备成本降低潜力远高于海上输电系统成本降低潜力。《报告2022》对典型国家海上风电的成本分摊模式进行了梳理。随着海上风电向深远海进军，海上输电系统的成本将显著增加。制定相关政策时，需对海上输电系统的建设模式和成本疏导机制进行深入研究和合理设计。 《报告2022》对国内储能商业模式及潜在收入来源进行了分类梳理，对储能经济性开展了测算工作，并提出了以下建议：丰富辅助服务品类和储能收入来源，完善辅助服务补偿标准；将市场收益作为其主要收入来源，辅以容量租赁和补偿机制，促进配建储能利用效率提升和独立储能电站的建设。同时对储能两部制电价机制及其适用范围进行了探讨。

新能源大规模发展 三大难题待解 中国能源研究会12月13日举行了“大规模、高比例发展新能源的可行路径”研讨会。就新能源发展的难点展开讨论。 将新能源转化为稳定电力供应的技术体系尚未形成，构建以新能源为主体的新型电力系统，面临电力保供、生态红线、经济性等诸多挑战。新能源大规模发展需要把握转型节奏，统筹考虑“能源安全性、可持续性、经济可承受性”三要素来构建更系统、更稳妥的发展路径。 ■■电力系统调度复杂性陡增 新能源靠天吃饭带来的出力不稳定增加了电力电量平衡难度。随着清洁能源占比逐渐提升，电气化水平不断提高，能源供应保障的重心和责任主体将逐步向电力系统转移。 高比例新能源电力系统，不仅易引发电力系统运行安全的问题，还涉及到供应安全的问题。新能源发电空间分布广、单体数量大、运行特性复杂。目前，国网经营区大型新能源场站超6000个、低压接入的分布式发电系统约260万个。未来，全国集中式和分布式新能源发电单元将达数千万个，信号数量可达数十亿。高比例新能源电力系统是一个多时空尺度、多层级、多系统耦合的复杂巨大系统，电网调度运行更为复杂，复杂海量的控制信号数据带来了网络安全隐患。 新能源在系统电量比例达到30%时，不仅是电力系统运行安全的问题，还涉及到供应安全的问题。”目前，国内煤炭供需格局失衡引发大范围电煤短缺和供电紧张的风险依然存在。与此同时，新能源同时率水平低，波动大，供电保障能力不足。新能源“大装机小电量”、“极热无风晚峰无光”特征显著。区域范新能源年平均同时率较低，仅17%左右，对尖峰电力支撑能力有限。尤其是冬季负荷晚高峰期间，水电支撑能力下降、光伏出力基本为零，冬季保供用电负荷晚高峰时段只能按照装机水平15%的保障性出力纳入电力平衡。 不同于欧美国家在达到基本饱和用电量情形下发展新能源，我国是在电力需求刚性高速增长的情形下大力发展新能源，这对能源保供以和能源转型提出更高的要求。 明年电力供需形势将依然偏紧，随着疫情防控政策的调整，很多省份将会迎来经济增长和用电需求的快速增长，可能加剧明年部分地区的用电缺口。 ■■区域环境承载力冲突加大 除了要协调考虑新能源的消纳和保供问题外，应考虑新能源大规模开发利用与区域环境承载力的冲突。 自然资源部国土空间规划局明确，位于生态功能极重要、生态极脆弱区域零星的已建风电、光伏等设施可划入生态保护红线，新建风电、光伏等设施应避让生态保护红线。一些省区相继出台了相关生态保护规划和政策，部分省区提出全域一半以上的国土划入生态保护红线，已批准在建运营的矿山、风电、光伏等项目到期退出。 在发展空间方面，由于能量密度低，新能源发展高度依赖土地，相比较于百万千瓦火电厂用地约800亩，同规模的光伏电站占地2.5-3万亩、风电场用地2000亩（外包络线15万亩）。面向碳达峰碳中和要求，新能源持续大规模发展面临的土地约束开始凸显，为此，应首先在国土空间规划中预留出新能源发展空间，同时探索开发场地融合、多样化场景的发展模式。 要依托技术创新破解环境承载压力，可以充分考虑生态承载能力，鼓励开发建设具有生态修复作用的“新能源+”项目，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠化地区为重大的大型风电光伏基地项目建设。 ■■系统施策降低转型成本 新能源与传统电源不一样，其本身不能随着负荷的需求变化而调节，所以，保障能源安全、推进“双碳”目标在相当长时间内是需要付出经济代价的，对此需要有充分的制度和政策准备。 研究新能源经济性问题，要从三个维度需要考量。一是宏观经济的维度，从国家层面、环境代价来讲，发展煤电虽然便宜，但是煤电本身造成的环境损失综合算下来肯定不如风光。二是行业经济性和项目经济性维度，新能源平价，可能是从项目上网、项目本身的经济性来谈，但是新能源电在电力市场不同时段价格不一样，所以现在谈的平价更多的讨论是从项目维度谈度电成本，但问题是谈项目经济性时不谈行业经济性问题，这样的讨论是没有太大价值的。三是需要从行业层面或者说系统层面看新能源的经济性问题，需要考虑新能源消纳的系统成本，新能源开发布局和开发时序，不仅要考虑项目本身经济性，还要考虑从输送到终端，从整体电力系统考虑新能源经济性。 未来需要优化新能源开发布局和时序，系统施策降低转型成本。要加强新能源规划与电力系统规划的协调，避免大幅推高电力供应成本。新能源不同的开发布局和时序的带来的系统成本不同。研究表明，2021-2030年，新能源开发采用“优化开发时序”相比“无序开发”模式，电力供应成本上升幅度可降低约1.6个百分点。

可再生能源将改变全球电力结构 成为最大的电力来源 近日，国际能源署（IEA，InternationalEnergyAgency）发布的《可再生能源2022》（Renewables2022）报告（以下简称“报告”）指出，全球能源危机将史无前例地推动可再生能源发展势头。未来五年可再生能源的全球总容量增长将几乎翻番，在取代煤炭成为最大发电来源的同时，并有可能将全球变暖限制在1.5摄氏度。 ◆可再生能源将改变全球电力结构，成为最大的电力来源 全球能源危机，推动可再生能源的强劲发展。报告提到，近期化石燃料供应的中断更加凸显了可再生能源的安全效益，这使许多国家加强了支持可再生能源的相关政策。同时，全球化石燃料价格上涨提高了光伏和风力发电相的相对竞争力。 “未来五年的可再生能源产能扩张将比我们一年前的预期要快得多。在2022-2027年，主要预测显示，可再生能源将增长近2400GW，相当于中国目前的全部装机容量。这比前五年增长了85%，比去年的报告预测增长了近30%，这是IEA有史以来最大的一次预测上调。”报告指出，在预测期（2022-2027年）内，可再生能源将占全球电力容量扩张的90%以上。预测上调主要是由中国、欧盟、美国和印度推动的，这些国家都在实施现有的政策、监管和市场改革，同时在应对能源危机时比预期更快地推出新政策。 到2025年初，可再生能源将超过煤炭，成为全球最大的发电来源。预计在预测期内，可再生能源在电力结构中的份额将增加10个百分点，2027年将达到38%。可再生能源是唯一有望增长的发电来源，煤炭、天然气、核能和石油发电的份额将下降。 值得注意的是，报告提到，尽管中国逐步取消了风能和太阳能补贴，但随着未来五年增长速度的加快，预计2022-2027年中国将安装全球可再生能源电力的近一半。“中国《‘十四五’可再生能源发展规划》政策方针表现了其雄心勃勃的可再生能源目标、市场改革和强有力的政府支持。在主要预测中，预计中国将提前五年实现2030年的目标，即风力和太阳能发电总量达到1200GW。” ◆防止供应短缺,探索新的关键增长领域 到2027年，太阳能装机容量有望超过煤炭装机容量，成为世界上最大的装机容量。报告预测，2022-2027年，累计太阳能发电量几乎翻三倍，增长近1500GW，到2026年超过天然气，到2027年超过煤炭。 此外，全球风力发电能力几乎翻了一番，海上项目占增长的五分之一。预计在2022-2027年期间，超过570GW的陆上风电容量将投入运营。全球海上风电增长加速，因为中国的快速扩张，欧洲海上装机容量的份额将从2021的50%降至2027年的30%。 报告指出，未来五年，风能和太阳能发电量将增加一倍以上，在2027年提供全球发电量的近20%，并占全球可再生能源发电量增长的80%，这对电力系统灵活性提出了额外的要求。与此同时，包括水电、生物能源、地热和集中太阳能在内的可调度可再生能源的增长仍然有限，尽管它们对风能和太阳能融入全球电力系统方面发挥着关键作用。 “未来五年，致力于生产氢气的全球可再生能源产能将增长100倍，为工业和运输业脱碳提供了机会。”报告指出，预计在2022-2027年期间，各大洲超过25个国家推出的政策和目标将使达50GW的风能和光伏发电能力重点用于制氢。其中，中国引领增长，澳大利亚、智利和美国紧随其后。 到2027年，三分之一新的生物燃料生产将来自废物及残渣。欧洲和美国的运输温室气体减排政策正在推动全球对废物及残渣的需求。美国的《通胀削减法案》政策奖励温室气体浓度较低的燃料，推动生物燃料生产商专注于废物及残渣；在欧洲，现有的可再生能源政策和成员国政策也奖励利用废物和残渣制造的生物燃料；新加坡和中国也在扩大利用废物和残渣生产可再生柴油和生物喷气机，以服务于欧洲和美国市场。 ◆应对挑战，缩小当前可再生电力与“净零”的差距 与此同时，报告明确了目前全球可再生能源所面临的挑战。首先，报告指出，可再生能源供暖的增长速度不足以遏制化石燃料的使用。 2022-2027年，用于供暖的可再生能源消费量预计将增加近三分之一。到2027年，可再生能源在热能方面的使用率将从11%提高到14%。可再生能源目前受益于政策势头，在工业和建筑部门，可再生能源在电力部门中的份额不断增加，并更多地依赖电力供暖，包括通过热泵供暖。然而，可再生能源的发展不足以控制化石燃料的热消耗。 报告还指出全球可在生能源发展的加速案例：若各国能够应对政策、监管、许可和融资挑战，全球可再生能源产能将比主要预测增加25%。大多数发达经济体在实施方面面临挑战，并需要可再生电力在供暖和运输部门更快地普及；而在新兴经济体，政策和监管的不确定性仍然是可再生能源加速扩张的主要障碍；最后，发展中经济体由于电网基础设施薄弱，以及无法获得可负担的融资等因素，阻碍了项目的及时投产。“如果各国能够应对这些挑战，全球可再生能源产能可能会增加近3000GW。这一更快地增长将大大缩小2050年净零排放所需的可再生电力增长差距。”

每月电费达3万元？！欧洲能源危机持续 能源危机持续，德国一些小型商铺经营状况急剧恶化，而据德国媒体报道，明年他们可能将面临更高的能源账单。 托马斯·彼得曼在德国南部城市慕尼黑经营着一家肉铺。他说，自今年年初以来，能源价格就一路飙升：天然气价格上涨近40%，电力价格则上涨近20%。目前，他的店铺每月电费约4000欧元，约合人民币3万元。而明年，这一数字可能会翻倍。 德国慕尼黑某肉铺老板 ，如果电费增加到（每月）8000欧元（约合人民币6万元），情况很可能会急剧恶化，那时我们将不得不削减员工。我听说电力合同价格将上涨2到3倍，我感觉肉铺快经营不下去了。 另据德国《商报》援引该国价格门户网站发布的报告报道称，尽管德国联邦政府在能源价格方面给予支持，但与2021年秋季相比，明年1月份德国每个家庭的电费开支预计仍将增加44%，天然气价格涨幅预计将达到112%。 此外，德国家庭的出行成本也在今年大幅攀升。26日公布的一项统计数据显示，德国今年车用汽油平均价格为每升1.86欧元，约合人民币13.8元。车用柴油平均价格为每升1.95欧元、约合人民币14.47元，均创下历史最高纪录。 西班牙电价涨幅过大 太阳能电池板热销 为了降低能源账单开支，减轻生活成本压力，越来越多的西班牙居民选择在自家屋顶安装太阳能电池板。 这里是位于西班牙首都马德里西郊的一处居民区，面对年初以来的高电价，当地居民帕洛马·乌特雷拉今年9月果断选择为自家住宅安装了太阳能电池板。 西班牙马德里郊区居民 帕洛马·乌特雷拉：过去我们还能支付这栋大房子的电费，但此前几个月电价涨幅过大，迫使我们不得不选择太阳能。 在屋顶安装13块太阳能电池板后，借助今年秋季良好的光照，乌特雷拉表示，她家每月可以节省50%左右的用电费用。当地负责太阳能电池板安装的公司也表示，安装太阳能电池板目前已成为西班牙家庭节省能源账单开支的一种潮流。 太阳能电池板安装公司负责人 华金·加斯卡：一个家庭通常可以节省50%至60%的费用，如果一个家庭每月支付100欧元电费，当他们安装太阳能电池板后，他们支付费用将降到35欧元至45欧元，这节省了一笔可观的支出。 数据显示，俄乌冲突升级后，西班牙电力价格持续攀升，3月更是创下每兆瓦时545欧元的历史高位。此后，虽然电力价格有所降低，但整体依然偏高。 据了解，西班牙光照条件充足，21世纪初太阳能资源利用较好，但2008年金融危机时由于政府补贴减少和相关税收的开征，屋顶太阳能的利用一度陷入停滞。今年受欧洲能源危机持续导致的用电价格高涨影响，西班牙民众对屋顶太阳能利用兴趣增加。

避免能源价格波动过大 需“两只手”共同发力 2022年，全球能源供应链的脆弱日益凸显。 供需矛盾、价格震荡、地缘冲突、极端气候事件......全球能源如何保持低碳转型的战略定力，如何提高供应体系的整体韧性?在全球能源行业迈向更清洁、更安全的“历史性转折点”，提升能源韧性和发展定力还有哪些题中之义? 越是复杂的问题，越要回归原点，用第一性原理去解决。这也是我们本次策划的初衷。 近两年来，全球能源市场动荡加剧，高油价、高气价并不少见，“负油价”“负气价”也不稀奇。2021年下半年以来，全球能源价格大幅上涨，国际油价一度逼近140美元/桶，欧洲、北美、亚洲天然气价格上涨90%~400%不等。欧洲油气供应短缺形势严峻，世界其他地区的能源供应也受到波及，不少国家的经济和民生遭遇重创。据世界银行预计，2022年全球能源价格将上涨50%以上，到2024年可能仍将维持历史高位。作为能源市场最重要的调节机制，应如何看待能源价格波动在增强能源系统韧性方面发挥的作用?又该如何通过价格引导其上游开发、投资，以保证能源供应安全和绿色低碳转型等多目标统筹推进?国际社会应如何携手优化价格机制，才能促进行业可持续发展? 稳住能源价格需“抓大放小”当提到能源安全与绿色发展时，我们不可避免地要谈论以什么样的能源价格来实现。 决定能源价格波动最根本的力量是市场供给和需求。造成能源价格过山车现象的根本原因是需求和供给对价格反应的速率不同。短期内，相比于供给，需求变化更快，价格高了需求就会减少。由于民生需求具有刚性，能源价格升高并不会对需求造成太大影响，但工业需求可能会因价格升高而骤减，某些工业企业甚至会停止生产。从长期看，供给约束将比较明显，面临建设周期的挑战。比如，虽然德国多年前就决定弃核，但建设电厂、建设油气设施、应对能源危机，都需要很长的时间，供给受价格调节的速率远远低于需求。正由于种种情况的复杂性，价格的变化不能立刻地引起供给和需求的同步变化，供需关系很难维持在一个平衡状态，能源价格的起落也就成为常态。 当地时间3月31日，英国伦敦，埃索加油站显示着当日油价。受多种因素影响，英国燃油价格不断“破纪录”式上升，引发司机担忧。从市场表现来看，能源价格波动在经济发展的不同阶段、产业链的不同环节中都有所不同。一般来说，在经济高速发展时供需变化较快，能源价格波动幅度也较大；当经济发展到一定程度，供需相对稳定后，能源价格的波动幅度则会变小。在产业链中，上游波动幅度最大，经过中游调节，越往终端波动幅度越小。这是由客观条件决定的：一次能源中许多资源的总供给量有限，随着人类不断开采使用，在产量受限的情况下，产业链上游只能提高价格，而中下游尚可通过其他附加利润获得一定的调节空间，保持价格相对稳定。另外，能源价格波动在期货交易和现货交易中也存在很大差异。以电力市场为例，市场交易中80%是中长期的交易，价格相对稳定；剩余部分的现货市场中，则有可能存在15%左右的交易轻微波动、5%左右的交易剧烈波动。可见，我们需要做的是把能源的主要供给部分的价格稳定住，其他部分让市场去发挥作用，才不至于被部分供给的市场价格大起大落所左右。 有为政府激发市场活力要解决能源价格大幅波动问题，关键是处理好供需之间的矛盾。为此，应发挥政府和市场的合力。首先，为了防止能源价格大幅波动对基本民生产生影响，政府应保障一部分供应能力的相对稳定。能源是公共产品，需求来源于生产生活的各个方面，政府为了保障能源供应而进行投入本身也是公共服务的一种形式。政府的规划和引领显然是非常重要的，需要妥善处理好规划、投资、价格的关系，做好统筹平衡。能源产能的增加往往是阶梯式的变量，而非线性的连续变量，如果前期规划不平衡，后期价格一定会产生大的波动。以电力供应为例，由于水、火电源与风电场、光伏电站的建设周期不同，政府要对能源市场供应情况有总体把握，以科学合理的规划保证能源电力供应能力逐年稳步提升。在规划时还要考虑到不同品类的组合搭配，如果只建风电场和光伏电站，无法形成有效容量，也不能保障供应。其次，政府还应为市场发挥作用创造良好的运行环境，从以下三个方面激发市场活力、保障市场有效运行。一是维持货币价值稳定。货币是政策性工具，如果滥发货币，会导致通货膨胀。二是提供稳定的基础设施。如果没有公路、铁路、电网、油气管网等基础设施，能源难以输送，很容易造成能源丰富地 区的浪费问题和能源短缺地区的民生问题。三是设计稳定的市场交易规则及奖惩制度。以电力市场为例，出清、定价等都依赖政府设定的规则，如果经常变更规则，则会让市场主体无所适从，进而引起价格的大幅波动。再次，政府还要及时纠正市场失灵。市场并不是万能的，市场有效的前提是供需可以根据价格信号实现灵活调节，而能源电力恰恰是很难实现的一个领域。举例来说，夏季天气炎热，随着温度不断升高，居民开空调的时间也不断增加，属于刚性需求，价格弹性很小。因此，在关键时刻仍需政府为市场纠偏，防止不合理的资源分配出现。同时还要对交易成果进行再分配，避免市场上形成两极分化的局面。最后，政府要善用宣传的力量，提高公众对市场波动的接受度。如果一看到市场波动就担心引起价格变化，不敢让公众知道，反而会造成大家逐渐不能接受的情况。政府应通过媒体引导舆论，给市场传递“一定程度的价格波动是正常的”这一观念。能源电力保供和清洁发展都需要有一定的价格浮动做支撑，如果政府一味宣传怎么稳价格，而不把“价格应该动起来”的观念向社会传递出去，公众的思维模式一旦定型就很难改变。 有效市场不断完善规则市场经济是法治经济，规则至关重要。能源市场参与各方需要正视并且接受价格在一定范围内波动的现象。无波动不市场，只有允许价格“涨起来”才会有后来的“降下去”，否则市场机制缺乏弹性，就无法实现供需平衡。政府如果实行严格的价格控制政策，虽减小了波动的幅度，却会引发外界质疑，同时会滋生寻租腐败的问题。因此，要敢于发挥市场机制作用，在供需严重不平衡时，通过价格机制调节一部分需求，对狂热的需求适当进行制约，从而阻止产业过热和不理性消费问题的产生。同时需要明确，如果某种商品很基础很重要，是生产生活的必需品，其价格波动幅度就不能太大，需控制在一定区间；如果某种商品不是必需品，比如一些奢侈品，其波动幅度大一些也没有什么问题。 当下，国际能源价格波动剧烈，主要是由于多方势力混杂，缺乏制衡——既有垄断势力，也有投机炒作资金，并从中牟利的其他主体，他们为了达到各自的目的，甚至会通过制造虚假消息来扰乱市场。因此，市场规则需要不断优化——完善全球能源治理体系，制定合理的运行规则，逐渐将其引导得更符合市场运行规律，从而改变以前某种程度上扭曲的价格体系。规则要力争做到对所有市场主体，包括能源生产、消费大国和小国一视同仁，给予同等的待遇。当然，国际市场上还有金融问题和储备的调节能力建设问题亟待解决。我国作为能源进出口大国，需要积极参与全球能源市场的治理以及国际规则的制定，努力与国际社会携手优化能源治理机制，为全球能源行业的可持续发展贡献智慧和方案。

万亿长时储能市场 政策加持下为何还很难赚钱 近年来，全国范围出台了高达600多项储能相关政策。在政策加持下，资本也开始蜂拥而入，出现强劲增长。长时储能一边被市场和资本长期看好，另一边却存在诸多风险和投资障碍。 “绿能+储能”，被视为新能源和电力行业脱碳的最终梦想。 以光伏和风电为主的新能源，随着技术的进步，成本大幅下降，已经具备跟煤电等化石能源竞争的优势。但储能，却因为商业模式一直不清晰，加上成本难以下降，目前还处于政策加持和财税补贴阶段。 但如果储能缺位，就像一条腿走路的跛脚鸭，电力行业很难行稳致远。随着新能源并网提速，长时储能（LDES）的配套和建设成大势所趋。 11月25日，国家能源局综合司就《电力现货市场基本规则》、《电力现货市场监管办法》公开征求意见，其中，《电力现货市场基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。 国家能源局明确指出要推动储能等参与电力现货交易，这是在政策层面打通储能商业模式，储能运营商可以参与电力现货市场交易，通过峰谷价差扩大盈利空间。市场认为，这给火热的储能市场添了一把火，将极大促进储能建设提速。 长时储能一般指6小时以上的储能介质，它既可以持续几个小时，也可以持续数周、数月，甚至跨季度。从类型来看，一般包括机械储能、热储能、电化学储能和化学储能等。 麦肯锡的一份报告，把这种长时储能定位于除锂离子动力电池和抽水蓄能之外的储能方式，有点像中国一些文件中所说的“新型储能”。这份报告认为，到2040年，全球长时储能需要扩大到85-140TWh，才能在能源和电网脱碳中发挥作用，并实现脱碳目标。 中国储能市场也有望迎来爆发式增长。 根据国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，中国新型储能累计装机规模要达到30GW以上。截至2021年底，中国新型储能装机规模仅为5.76GW。 这意味着4年间有5倍以上的成长空间，复合年均增长率为51%。 随着中国风电光伏占比继续提高，各地方政府都对新建风光发电项目提出了配建储能的强制性要求，配建比例为项目装机容量的10%到20%不等。若按各地方政府的“十四五”规划，到2025年末，加总后的新型储能装机规模将高达43.7GW，差额达37.94GW。 根据中国储能网统计，按照每GW造价45亿元计算，2022年到2025年，中国的新型储能将新增投资超1700亿元。 尽管有政策加持，储能赛道也足够宽广，但长时储能一边被市场和资本长期看好，另一边却存在诸多风险和投资障碍，大多储能项目难以盈利。 01 超级风口下的资本布局 储能是支撑新能源大规模并网的重要技术手段。在碳中和目标下，近年来，美国、英国、澳大利亚、欧盟等发达国家和地区在推动能源低碳转型过程中，出台了一系列促进储能发展的政策法规，有效推动了储能产业的发展。 比如在美国，2022年8月通过的《削减通胀法案》（IRA），首次将独立储能纳入ITC抵免范围。IRA法案出台前，美国光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30%，但储能必须搭配光伏才能享受ITC补贴。随着IRA法案落地，独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低。ITC补贴延期十年，抵免力度进一步加强。 最近又把风能加储能的项目纳入ITC税收抵免范围。 11月，拜登政府又通过美国能源部 (DOE) 宣布，将近 3.5 亿美元用于新型长期储能示范项目，该项目能够提供 10 至 24 小时或更长时间的电力，以支持低成本、可靠、脱碳的电网。 近年来，中国对储能的支持政策也逐渐增多。 从国家层面看， 2022年2月，国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，从电源侧、电网侧、用户侧3个方面给出了新型储能规模化发展的思路和措施，并在市场体系、价格机制、商业模式等方向进一步加快新型储能市场化步伐。 2022年6月，国家发改委、能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，引导新型储能行业有序发展。 除了国家层面的政策，地方在储能发展规划层面也纷纷出台支持政策，湖北、浙江、山东、广东、安徽、河北、内蒙古等省市明确提出储能规划和相关支持政策。 近年来，全国范围出台了高达600多项储能相关政策。 在政策加持下，资本也开始蜂拥而入，出现强劲增长。宁德时代、鹏辉能源、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、比克电池等老牌电池厂商快速跑马圈地。 以宁德时代为例，工商信息显示，今年年内，宁德时代已投资成立18家储能、电池等相关领域子公司，其中专事储能共3家，分别是11月17日设立的宁德时代储能发展有限公司、9月28日设立的天津时代智储科技有限公司和8月5日成立的能建时代（上海）新型储能技术研究院有限公司。 公司表示，目前储能业务已成“第二增长极”。董事长曾毓群甚至曾公开预测，到2030年，动力电池全球市场出货量会达到4800GWh，储能电池需求也会超过1000GWh。 除了老牌企业布局，众多“新玩家”也纷纷涌向储能。今年以来，试图跨界染指储能的上市公司可谓五花八门，包括锅炉、水利、空调、工程机械、电脑配件、食品、教育、环保、纺织等。 储能宽广的赛道和政策支持，也吸引了资本的大规模布局。 据钛媒体的统计，截至今年11月初，国内储能相关产品合计完成150起融资事件，披露融资金额超800亿元，投融资频次及披露融资金额均已超过2020年、2021年全年，达到近5年高峰。而2020年、2021年分别合计完成融资48起、91起，披露吸金分别超300亿元、600亿元。 02 储能如何盈利 从理论上看，储能的商业模式应该比较简单，最基本的盈利模式应该是通过电力价格的低买高卖来实现，即在低电价时段充电，在高电价时段卖出，赚取电价差。 国家发改委2021年7月发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。 拉大峰谷电价差，显然会提升储能盈利能力。这方面，浙江是做得比较好的省份。 去年12月和今年6月，浙江省先后出台了《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》和《浙江省“十四五”新型储能发展规划》两份支持新型储能产业发展的重要文件。 更关键的是，浙江还及时建立了一套新型储能政策和市场体系，将分时峰谷电价政策电差扩大至4:1。峰值和谷值的电价差异（每千瓦时）超过1.2元。 同时，浙江省也是电力现货市场的试点省，前期在试运营时已将储能发电纳入了模拟计算。 所以，这两年，浙江新型储能市场发展很快，包括南都电源、万向集团、容百科技、杉杉股份、超威集团、天能股份等在内的多家企业都在浙江立足，涵盖电池正负极材料、锂电池制造、电池回收、储能项目开发等储能产业链多个环节。 尽管中国电力市场化在推进，但总体看，电价依然受控制。电价大幅上涨和波动的空间还是有限。 而且，中国有大部分居民生活用电，是受保护的，平均电价也比较低。根据国家电网数据，多年来中国平均电价仅高于35个OECD国家中的2个。 这意味着，中国的电力市场，其实实行的是双轨制，分为政府定价和市场定价，全国只有一半电量是通过市场交易。 2021年，中国市场定价的电力交易电量3.8万亿千瓦时，占全社会用电量45.46%；2022年1月-7月，此比例提升到60%。 电价受控和市场不完善是阻碍储能发展的绊脚石。 由于规模和商业模式的单一，也导致储能项目成本与收益倒挂。从全国范围来看，目前中国新型储能中占比最大的磷酸铁锂储能的平均成本为每度电0.6元-0.8元左右，参考2022年1月-7月全国28省区市平均每度电0.7元左右的峰谷电价差，刚能勉强达到盈亏平衡线。 但考虑到一些配储项目仍按常规新能源电站方式调度，很多储能处于闲置的境地。这也会严重影响储能的盈利能力。 国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时。 03 参与电力辅助服务 只是通过电价波动来实现盈利，模式还是非常单一。未来储能还应该更多参与电力辅助服务，才有更大的盈利空间。 目前的储能大多与发电机组联合，用于改善电源的性能，尤其是促进新能源消纳。但储能如何参与电网调度、如何参与辅助服务市场的规则不明确，盈利渠道有限，这导致储能利用率较低，甚至出现储能设备“晒太阳”的情况。 中国储能网2022年6月报道，多数新能源建设单位将储能视作“包袱”，在设备采购阶段，采取“最低价”中标方式压缩采购成本，忽略产品安全和性能，在建设阶段，不考虑储能参与电力市场的接口设计，投产后也大多将储能空置“晒太阳”。 国家有必要明确新能源配储参与市场的规则，打开辅助服务市场的大门。 电力辅助服务是参与主体为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，在除了正常电能生产、传输、使用之外，响应电力调度指令所提供的服务。 根据国家能源局统计，目前中国电力辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%，约750亿元左右。国海证券估算，到2025年辅助市场规模可占全社会总电费的3%，约1710亿元。 2021年12月21日，国家能源局修订发布了《电力辅助服务管理办法》，扩大了辅助服务提供的主体。此前的主体只是并网发电厂，但修订后，新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂，也都被认定为辅助服务提供的主体。 这意味着新型储能将在原有运营模式基础上，进一步探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等模式，丰富市场参与方式和运营模式。

生物质能如何参与碳市场？ 在碳达峰碳中和目标下，当“碳市场”“碳交易”不断成为“热词”，对于生物质能企业而言，“经济性”问题往往是最关注的焦点话题。 如果参与到碳市场中进行交易，生物质能项目到底能获得多少额外收益？ 11月23日，中国产业发展促进会生物质能产业分会、天津排放权交易所、北京松杉低碳技术研究院和昆仑信托有限责任公司联合发布《生物质能项目参与碳市场研究报告》（以下简称《报告》），回应生物质能企业对于参与碳市场的热点关切。 可有效提升经济性，但成本尚无法精确量化 根据项目的不同类型，生物质发电、供热和气化所产生的减碳收益也存在差异。就生物质发电项目而言，如果按照碳价格为30元/吨左右进行计算，生物质发电项目参与碳交易后的收益约为0.0175元/度。当前，含国家补贴项目的上网电价约为0.75元/度，无补贴项目约为0.36元/度，这一收益水平约占补贴项目度电价格的2.33%，占无补贴项目的4.86%。如果碳价格提升到60元/吨左右，相应收益则可以增加至0.035元。对于生物质供热项目，目前，工业蒸汽的售价约为220元/吨，在碳价格30元/吨的情境下，蒸汽收益可增加10元/吨左右；当碳价格提升至60元/吨，相应收益则可提高到20元/吨左右。与上述两种项目相比，生物质天然气项目的收益相对减弱。目前，天然气的市场价格约为2.5元/立方米，按照30元/吨的碳价格计算，生物质天然气的碳减排收益约为0.06元/立方米，约占气价的2.4%；当碳价格达到60元/吨，相应收益可以提升到约0.12元/立方米。 就现阶段的市场情况分析，生物质能参与碳交易的前期开发成本还无法做出准确量化预测。“成本组成主要涵盖四个方面，即开发阶段的协调组织和各种审核文件的准备、项目审定、项目监测和项目核证。不同类型和体量的项目开发成本差别很大，以项目监测环节为例，往往越是小规模的分布式项目，监测成本越高。而那些工业化和数字化程度较高的大项目，监测要相对简单，费用也低一些。此外，更重要的是取决于CCER机制重启后的要求。”，随着管理手段的不断进步和数字化程度的提高，相信未来的开发成本会逐步下行。 长远看，CCER机制仍拥有稳定市场 《报告》指出，全球碳信用市场现阶段还处于多市场相对独立又相互影响、碳信用机制不断变化的发展阶段。从碳信用机制角度，主要有国际机制、独立机制、区域/国家机制三种类型。市场透明度较低，交易规则复杂，碳信用价格差异很大。 目前，我国碳市场的抵消机制为CCER机制，是依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经国家主管部门备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量。但在2013年1月启动后，因试点碳市场抵消使用量较小，同时市场价格也比较低，企业开发CCER项目的积极性有所降低。 碳信用为避免重复计算，要求不可以同时申请两个机制，且机制之间互认兼容的通道尚未完全建立，而碳信用项目通常开发周期较长，一旦申请了某个机制，调整难度及成本都较高，将影响项目减排效果的交易变现。因此，企业需要慎重考虑选择相应的机制。 虽然国内CCER尚处于暂停状态，但《报告》表示，CCER短期内的不确定性因素确实较多，但从长期看仍是一个相对稳定的市场。建议企业在市场重启后，优先考虑申请CCER机制。 建议关注碳市场相关能力建设 随着碳市场建设的不断完善和未来交易需求的增加，生物质能企业要更加关注在碳市场方面的监测管理和方法学更新等能力建设。 要使项目减排量获得充分开发，首先要有适用的方法学，项目场景与方法学场景吻合度高，减排量计算所需的数据支持充分，项目才不会因场景不符而放弃某部分减排量，也不会因默认参数的陈旧、保守而损失减排量。因此，需要进行充分的行业联动，在合适的时机及时提出方法学更新或新方法学备案申请。其次，有效的监测计划和质量管理程序有助于及时发现和解决生物质项目参与碳市场过程中遇到的问题，可以有效避免因监测数据问题导致的减排量扣减。 特别是在新方法学方面，生物质能领域还有很大提升空间。例如，在生物柴油相关方法学上，是将生物柴油按照5%比例掺入化石柴油的使用方式进行测算，并且没有生物柴油类项目备案。但事实上，生物柴油参混比例已经逐渐提高，在一些案例中生物柴油还可以单独使用。与之类似，在生物航煤等其他液体燃料领域，相应技术也在不断进步，同时市场也期待对应的方法学尽快出台。

12月16日北京市发改委等11部门印发北京市进一步强化节能实施方案（2023年版）。方案指出，严格执行国家电价改革政策。 北京市进一步强化节能实施方案 （2023年版） 节能是生态文明建设的内在要求，是绿色北京建设的重要任务，是协同推进降碳、减污、扩绿、增长的重要源头措施。为立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，主动服务和融入新发展格局，积极稳妥推进碳达峰碳中和，充分发挥节能的“第一能源”作用，进一步保障本市能源安全平稳高效运行，在2021年发布的《北京市进一步强化节能实施方案》基础上，结合当前节能工作实际，修订形成本方案。 一、目标要求 把节能作为实施全面节约战略、积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要举措，重点结合本市冬夏能源运行特点，发挥党政机关和国有企事业单位表率作用，大力倡导全民行动，以科技和专业服务为依托，以法律法规标准为保障，强化建筑、交通等重点领域节能，加强石化、水泥、数据中心等高耗能行业节能管理，压实属地、行业管理部门、用能单位三方责任，突出效率优先，坚持循序渐进，加强统筹协调，保障合理有序用能，促进本市单位地区生产总值能耗持续下降，保持全国省级地区最优水平。 二、进一步发挥党政机关和国有企事业单位表率作用 党政机关、国有企事业单位带头采取更严格、更精细化的节能管理措施，实现冬夏高效用能。要带头落实《党政机关能源消耗定额》《高等学校能源消耗定额》《中学能源消耗定额》《小学能源消耗定额》《博物馆与科技馆能源消耗定额》《体育场馆能源消耗定额》等地方标准，减少能源消耗。积极开展公共机构、国有企事业单位节能绿色化改造工作，持续推进公共建筑能效提升和碳排放降低。 要带头加强办公建筑外观照明管理，严格执行《北京市党政机关、国有企事业单位办公建筑外观照明强化节能导则（试行）》，合理降低景观照明强度，压缩开启时间。 要结合《北京市市级党政机关节能低碳行为规范（试行）》实施情况，研究制定《北京市公共机构节约能源资源工作规范》，做好宣传教育、专题培训、检查督导等。各单位要针对不同用能区域需求、不同用能类别特点、不同用能设备设施性质，制定并实施“一区域一方案、一类别一措施、一设备一对策”的精细化、精准化节能管理措施。副中心行政办公区带头做好表率，各项措施率先达到规范要求。 要优化办公区门厅、走廊、卫生间、电梯间等不同区域照明方案，充分利用自然光，加强感应控制，杜绝“白昼灯”；会议结束及下班时随手关灯，杜绝“长明灯”。室内温度严格执行公共建筑室内温度控制相关标准规范，地下车库原则上不供暖、不制冷，具备分控条件的，下班离开办公室提前关闭空调。办公电脑开启“10分钟不操作关闭显示器”等节电设置，下班前关闭电脑主机、显示器、打印机、路由器等设备电源，会议结束后及时关闭会议室显示屏和会控设备。分情况分时段精细设置开水器运行方式，在满足供水需求的前提下，尽量减少开机和待机时间，减少开机和待机开水器数量。会议室热水壶供应提倡“半壶制”。提倡短距离上下楼时不乘电梯，公务出行优先使用公共交通或集中乘车。 落实《北京市实施<公共机构能源资源消费统计调查制度>工作方案》，加强能耗计量监测，持续推动党政机关、事业单位能耗数据分阶段、分品种（电、热等）实时监测并接入北京市节能监测服务平台。（牵头单位：市机关事务局、市教委、市国资委、市住房城乡建设委、市发展改革委等） 三、大力倡导节能全民行动 鼓励市民家庭使用高能效燃气灶具、灯具和家用电器，推动采暖用一级能效空气源热泵，推进建筑电气化。鼓励市民积极参与“MaaS出行 绿动全城”等碳普惠行动和“绿色出行‘码’上有礼”等公益活动，降低私家车使用强度。延长执行促进绿色节能消费政策，鼓励商家开展节能家电产品促消费活动，并研究下一轮促进绿色节能消费工作。做好北京市绿色发展及碳达峰碳中和“大宣讲”活动，做好面向社区、学校的宣传，普及生活节能知识，提高节能意识。持续打造“北京绿色生活季”品牌，策划实施后期活动，不断推动生活方式绿色转型。充分利用新媒体和公益广告等媒介，采用短视频、电子海报等多种宣传方式，普及讲解节能基本理念和知识，宣传推广有效做法和技巧。（牵头单位：市委宣传部、市交通委、市住房城乡建设委、市商务局、市发展改革委、市城市管理委、市市场监管局） 四、积极开展节能专业培训和咨询服务 持续开展“节能官”培训。结合本市碳达峰实施方案，加强对各区、行业主管部门、重点用能单位能源管理负责人节能降碳业务培训。强化对公共机构能源管理人员节能降碳专业知识培训。开展“三进”服务。在落实疫情防控要求的前提下，组织专家和节能服务专业机构进企业、进公共建筑、进社区，开展节能诊断和节能咨询服务，普及节能降碳政策和技术，改进节能降碳管理。（牵头单位：市发展改革委、市经济和信息化局、市住房城乡建设委、市机关事务局，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 五、持续推动节能技术和节能机制创新 持续推动绿色技术创新，加强面向市场的绿色技术创新体系建设。分期分批发布创新型绿色技术推荐目录和应用场景清单，推动一批示范应用项目落地。（牵头单位：市发展改革委） 持续推动节能技改项目，完善节能技改项目支持政策，推广应用北京市节能潜力评估与节能量核证方法学及软件平台，开展项目节能量预审，做好项目改造实施过程中的技术服务，加强市区两级节能技术改造奖励资金联动，更好地调动企业改造积极性，尽早形成节能量。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 发挥市场化机制服务推动节能降碳作用，积极推广合同能源管理，制定实施《北京市公共机构采用能源费用托管服务实施办法》。（牵头单位：市机关事务局） 实施《北京市推动软件和信息服务业高质量发展的若干政策措施》，鼓励数据中心绿色化改造，对于改造后PUE达到地方标准准入值要求且接入北京市节能监测服务平台的数据中心，按纳入奖励范围的固定资产投资予以一定比例的奖励；对数据中心转型为算力中心或涉及余热回收、液冷、氢能应用的，按纳入奖励范围的固定资产投资予以一定比例的奖励。（牵头单位：市经济和信息化局） 加快实施道路照明节能改造。加快推广使用LED等高能效光源设备，科学合理控制路灯开启时间，推进路灯智能分时分区控制。（牵头单位：市城市管理委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 六、加强建筑、交通、工业和信息化等重点领域节能管理 （一）推进建筑、交通等重点领域节能 研究制定建立健全本市公共建筑能效评估办法和制度的工作方案，推进公共建筑能效评估工作。继续推进公共建筑能耗限额管理工作。研究制定公共场所室内温度标准导则，组织专业机构在冬季采暖、夏季制冷等用能高峰期对公共场所室内温度进行调查，完善公共建筑室内温控机制，引导公共建筑合理控制室内温度。（牵头单位：市发展改革委、市住房城乡建设委、市交通委） 推进燃气锅炉烟气余热深度利用，推广先进的平衡调节、气候补偿、自动监测控制和智能化供热等节能技术，提高供热系统效率和管理控制水平。结合既有建筑智能供热升级、城市更新改造和老旧小区改造，继续开展供热隐患排查治理、推进老旧供热管网更新改造。（牵头单位：市城市管理委、市住房城乡建设委） 制定《北京MaaS2.0工作方案》，持续优化以“轨道+”为核心的城市出行、跨区域出行以及“交通+生活”等场景出行服务，激励引导公众绿色出行。（牵头单位：市交通委） （二）加强石化和水泥行业用能管理 落实本市“十四五”规划纲要要求，持续推进不符合首都功能定位的一般性生产制造环节调整退出，推进在京石化、水泥生产企业落实生产规模控制性要求。（牵头单位：市经济和信息化局） （三）严控数据中心能耗 加强大型数据中心能耗在线监测。在前期完成提供第三方（非自用）数据中心服务的重点用能单位电耗数据实时接入的基础上，完成以电信运营商为主的数据中心实时电耗数据接入北京市节能监测服务平台，实现实时准确电耗监测。（牵头单位：市发展改革委） 推动数据中心余热利用试点示范项目建设。鼓励数据中心余热供热改造，并鼓励第三方专业供热公司通过BOT、EPC等多种模式进行投资建设及供热运营管理。研究促进数据中心余热接入城市大网或区域热力管网，提高用户供暖保障水平，解决余热直供用户难等问题。（牵头单位：市城市管理委、市经济和信息化局、市发展改革委） （四）整治虚拟货币“挖矿”活动 落实国家要求，持续开展虚拟货币“挖矿”活动整治工作，加强“挖矿”活动监测分析、分类整治，坚决依法依规清理本市虚拟货币“挖矿”活动。（牵头单位：市发展改革委、市经济和信息化局） （五）严格执行国家电价改革政策 落实国家电价改革部署，进一步完善峰谷分时电价政策和尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。充分发挥价格杠杆作用，对直接参与电力市场化交易的高耗能企业，市场交易电价不受燃煤发电基准价上浮不超过20%限制；通过电网企业代理购电的高耗能企业，执行高于电网企业代理其他用户的购电价格，具体幅度以国家代理购电相关规定为准。（牵头单位：市发展改革委） 七、进一步依法加强节能执法检查 依法开展公共场所节能综合监察专项行动，依托“互联网+监管”平台对全市重点用能单位开展全覆盖节能综合监察，并根据综合监察情况，选取部分单位，依法依规赴现场开展节能管理制度、能源利用效率、使用国家明令淘汰用能设备等专项监察，严肃查处违法用能行为，跟踪督促企业加快问题整改。（牵头单位：市发展改革委） 依法开展公共建筑节能温控执法检查。围绕商务楼宇、宾馆饭店、购物中心、电影院等公共建筑，重点检查冬夏室内温度控制情况。（牵头单位：市住房城乡建设委） 依法开展能源计量领域监督检查。加强热量表、燃气表、电能表等冬季供暖、夏季制冷相关计量器具的监督检查。（牵头单位：市市场监管局） 八、强化各区、部门和重点用能单位节能管理责任 严格落实市、区、重点用能单位节能目标责任制，加强能源消耗总量和强度调控，强化能耗强度约束性指标管理，合理控制能源消费总量。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 全市重点用能单位要严格落实节约能源相关法律法规要求，进一步完善节能目标责任制和节能管理制度，优化能源计量器具配置，严格执行向北京市节能监测服务平台报送月度能耗数据的制度。要加强能源管理负责人节能教育和岗位节能培训。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 九、切实注重有序开展节能工作 要依法依规开展节能工作，确保市民生活用能，不得以强化节能名义影响企业正常生产经营用能。各项节能措施应满足疫情防控工作要求。要严格控制景观照明范围，合理降低景观照明强度，精细管理城市道路照明开关灯时间。要加强公交、地铁智慧化调度，根据季节变化与市民出行规律优化线路与班次，在保证服务质量的前提下进一步提升公共交通系统能效水平。（牵头单位：市城市管理委、市经济和信息化局、市交通委） 十、强化节能工作统筹协调 充分发挥市委生态文明委推动形成绿色发展方式和生活方式工作小组统筹推进全市节能领域重点工作作用，加强统筹协调。各区政府、行业主管部门，要切实落实属地责任和行业管理责任，持续加强节能管理，提高能效水平。（牵头单位：市发展改革委）

回首2022年，作为能源绿色发展的主力军，光伏、风电等可再生能源频迎政策利好，产业发展蹄疾步稳。展望2023年，在加快实施可再生能源替代行动、持续扩大清洁供给的道路上，中国新能源正踔厉奋发。 “推动绿色发展”——党的二十大报告锚定方向，我国经济社会发展目标明确。回首2022年，作为能源绿色发展的主力军，光伏、风电等可再生能源频迎政策利好，产业发展蹄疾步稳。展望2023年，在加快实施可再生能源替代行动、持续扩大清洁供给的道路上，中国新能源正踔厉奋发。 政策红利持续释放 “十四五”发展思路明晰 碳达峰碳中和“1+N”政策体系中统领性文件已于2021年发布。回顾2022年，新能源领域的“N”个支持政策密集出台。 站在“十四五”发展的关键节点，国家及各地方层面的可再生能源发展规划相继出炉。《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快建设黄河上游、河西走廊等七大陆上新能源基地；重点建设山东半岛、长三角、闽南等五大海上风电基地集群；重点部署城镇屋顶光伏行动、“光伏+”综合利用行动、千乡万村驭风行动、千家万户沐光行动、新能源电站升级改造行动等九大行动。“十四五”期间发电量增量在全社会用电量增量中的占比有望超过50%，风电和太阳能发电量将实现翻倍。 在国家目标的指引和昭示下，各省区因地制宜，提出“十四五”期间可再生能源发展的个性思路。浙江指出，要大力发展生态友好型非水可再生能源,实施“风光倍增”工程；山东明确，要打造山东半岛千万千瓦级海上风电基地、鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储一体化基地、鲁西南采煤沉陷区光伏发电基地、外电入鲁通道可再生能源基地；青海表示，要积极打造国家级光伏发电和风电基地；以生态保护为前提，探索三江源地区新能源开发新模式。 在夯实风电、光伏发展政策体系的基础上，在储能、氢能、生物质能等细分领域，政策红利也在不断释放：新型储能的技术创新、试点示范等重点任务部署明确；氢能“能源属性”定位明晰；生物质能迎来首个五年规划，“生物能源环保产业示范工程”稳扎稳打。 财政支撑、科技支撑，加持乡村振兴、助力城市减碳，交通、建筑多领域融合，2022年，可再生能源发展在多方面政策的保驾护航下行稳致远。 装机消纳持续向好 制造业势头强劲 数据是最好的佐证。国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏在四季度新闻发布会上指出，2022年前三季度，我国风电新增装机1924万千瓦、光伏发电新增5260万千瓦、生物质发电262万千瓦，分别占全国电力新增装机的16.8%、45.8%和2.3%。截至2022年9月底，我国风电累计装机达到3.48亿千瓦、光伏发电装机3.58亿千瓦。可再生能源发电量稳步增长。2022年前三季度，全国风电发电量达到5441亿千瓦时，同比增长15.9%；光伏发电3286亿千瓦时，同比增长32.2%。与此同时，可再生能源持续保持高利用率水平。2022年前三季度，全国风电平均利用率96.5%，光伏发电平均利用率达98.2%。 在市场驱动下，制造业发展势头强劲。中国光伏行业协会名誉理事长王勃华指出，在光伏供应端，今年前三季度，我国多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别达到55万吨、2.56亿千瓦、2.09亿千瓦和1.91亿千瓦，同比分别增长52.8%、43%、42.2%和46.9%。在充分的市场竞争下，风电整机价格下行，对风电平价上网形成有力支撑。在机组性能提升上，相关数据显示，国内风电机组的大型化进程持续推进，2022年，单机功率为10兆瓦及以上风电机组陆续问世，国内风电机组最高功率纪录已达到16兆瓦。 2022年，我国积极推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局，目前第一批9500万千瓦基地项目已全部开工建设，第二批项目清单已经印发并正在抓紧推进前期工作，第三批基地项目正处于组织谋划之中。狠抓“大基地”的同时，整县屋顶分布式光伏开发试点也在稳步推行，截至今年6月底，全国试点累计备案规模6615万千瓦。在山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾等区域，海上风电基地的建设有序推进。 累累硕果之下，我们也必须正视发展中暴露出的问题与挑战。这一年，我国开展可再生能源国家补贴清查工作，大量新能源电站经历“史上最严”审查，并网时间、容量等细节标准引发全行业热议；这一年，我国光伏供应链出现阶段性供需错配，部分环节价格剧烈震荡、高位运行，当前虽已出现下行拐点，但下游观望氛围依旧浓厚。 发现问题、直面问题才能更好发展，面向2023年，中国可再生能源前行的步伐不会停歇，脚步会更加坚实。 面向未来 持续扩大清洁能源供给 国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶指出，面向2023年乃至更长一段时间，增强能源供应能力，就要统筹推动非化石能源发展和化石能源清洁利用。加快实施可再生能源替代行动，持续扩大清洁能源供给，做好风、光、水、核等清洁能源供应体系建设工作。同时发挥好煤炭、煤电在推动能源绿色低碳发展中的支撑作用。 展望2023年，放眼“十四五”，在生产方面，我国将继续优化发展方式，大规模开发可再生能源。在“三北”地区大力推进风电和光伏发电基地化开发，在中东南部地区积极推进风电和光伏发电分布式开发，在西南地区统筹推进水风光综合基地一体化开发，在东部沿海地区积极推动海上风电集群化开发。 在消费方面，促进存储消纳，高比例利用可再生能源。加快建设新型电力系统，提升可再生能源存储调节能力，强化电网基础设施支撑，加强可再生能源终端直接利用，扩大可再生能源非电利用规模，推动可再生能源规模化制氢。 在技术方面，坚持创新驱动，高质量发展可再生能源。加大可再生能源技术创新攻关力度，补齐技术装备短板，加快培育新模式新业态，提高产业链现代化水平，提升供应链弹性韧性，持续巩固提升我国可再生能源产业国际竞争力。 在体制方面，健全体制机制，市场化发展可再生能源。深化“放管服”改革，完善可再生能源电力消纳保障机制，健全可再生能源市场化发展机制，建立健全绿色能源消费机制。 在国际合作方面，坚持开放融入，深化可再生能源国际合作。积极参与全球能源转型变革，深度融入共建“一带一路”高质量发展和构建人类命运共同体战略布局。